Подготовка рекомендаций по оптимизации режимов закачки и проведению ГТМ на основе анализа динамики изменения пластового давления, скин-фактора и обводнения скважин, истории выполненных замеров и переинтепретации ГДИС и ПГИ (при наличии).

1. Интенсификация ППД на участках со снижением пластового давления.
2. Рекомендации ГТМ для скважин с выявленным высоким скин-фактором.
3. Снижение закачки в скважинах-источниках обводнения добывающего фонда.
4. Рекомендации реперфорации и/или селективныой обработки в скважинах с низким коэффициентом охвата пласта по ПГИ, ГДИС.
5. РИР в скважинах с обводнением вследствие заколонной циркуляции или негерметичным забоем, выявленным по ПГИ.

Анализ качества ГТМ по результатам мониторинга работы скважин и динамики забойного давления после ГТМ.

1. Выявление причин недостижения плановых дебитов после ГТМ без потерь добычи нефти в случае организации мониторинга добычи и забойного давления в скважинах после проведения ГТМ; количественные определения Pпл, Stotal, Kпр, Xfr, Sfr и др.
2. Количественное определение работающих толщин на основе проведенных ПГИ или мониторинга температуры с помощью распределенных оптоволоконных датчиков.
3. Выявление источников обводнения скважин после ГТМ на базе проведенных ГДИС и ПГИ (включая количественное определение перетоков и негерметичности забоя даже в случае, если подрядная организация ПГИ не смогла представить количественной оценки перетока).

Выполнение корректного распределения добычи по пластам при совместной эксплуатации на основе переинтепретации ПГИ и анализа истории работы скважин.

1. Анализ имеющейся информации по истории работы, ПГИ, ГДИС и РИГИС для корректного распределения добычи совместно эксплуатируемых пластов.
2. Разработка программ дополнительных исследований для проблемных скважин с совместной эксплуатацией.
3. Выявление источников обводнения и причин снижения добычи скважин на базе выполненных ГДИС, ПГИ и истории работы.
4. Количественное определение работающих толщин на базе проведенных ПГИ или организации мониторинга температуры с помощью распределенных оптоволоконных датчиков (даже в случае, когда организация, проводившая ПГИ не дает количественного распределения добычи по пластам).

Центром накоплен богатый опыт интерпретации результатов измерений датчиков телеметрии насосов (ТМС) подобно стандартным гидродинамическим исследованиям. В случае проведения ГРП проводится раздельная оценка фильтрационных свойств пласта и параметров трещины ГРП.

Анализ и интерпретация данных ТМС при пуске скважин в работу позволяет определить параметры скважины и пласта, выявить межскважинное взаимодействие и предотвратить потери добычи.

Результаты работ:

1. Постоянный контроль забойного давления для своевременно оптимизации скважин.
2. ИНтерпретация запуско скважин подобно ГДИС с определением пластового давления (Pпл), проницаемости (Kпр) и скин-фактора (S).
3. Интерпретация длительных кривых изменения забойного давления при работе скважин.
4. Определение в комплексе с КВУ причин падения дебита жидкости проблемных скважин.
5. Прогнозирование опережающего обводнения и в комплексе с ИД-КПД выявление источника будущего обводнения, коррекция закачки для оптимизации добычи.

У Центра накоплен опыт выполнения комплексных проектов, аналогичных выполненным для ОАО «ГАЗПРОМ» по сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения:

1. Целевые исследования
2. Интерпретация данных ГИС И ПГИ
3. Геомоделирование

• Использование современной высокоточной цифровой глубинной аппаратуры.
• Применение высокоинформативных технологий газодинамических исследований (нестационарные многоцикличные ГДИС с синхронной регистрацией давления на устье и на забое скважин, учёт предыстории).
• Применение современного программного обеспечения Well Test.
• Обеспечение достаточного охвата исследованиями изучаемого пласта.
• Выполнение экологических требований (оснащенность кустовой обвязки, исключающей выпуск газа в атмосферу).

1. Анализ имеющейся информации по истории работы, ПГИ, ГДИС для оцени качества исследований.
2. Разработка типовых программ ГДИС в зависимости от типов скважин и целей исследований.
3. Разработка программ ПГИ в зависимости от типов скважин и условий эксплуатации.
4. Рекомендаций типичных видов и технологий исследований в зависимости от проблем, при разработке участков месторождений и задач исследований.

Разработка комплексных программ по исследованию конкретных проблемных скважин для подготовки рекомендаций с целью повышения их продуктивности.

1. Комплексные программы для повышения эффективности системы ППД на участках месторождения.
2. Адресные программы для выявления причин снижения добычи конкретных скважин.
3. Адресные программы для выявления источников обводнения скважин.
4. Комплексные программы для снижения рисков дорогостоящих ГТМ с помощью локализации запасов.

Проведение обучения сотрудников на курсах повышения квалификации по ГДИС и ПГИ:

1. Основы теории и практики ГДИС, включая влияние ГДИС на эффективность рекомендуемых ГТМ (2−5 рабочих дней).
2. Основы теории и практики анализа падения добычи скважин (1−3 рабочих дня).
3. Основы ПГИ, включая типичные ошибки подрядчиков (2−5 рабочих дней).
4. Основы нефтегазового дела для неспециалистов (1−2 рабочих дня).
5. Практика ГДИС для сложных моделей систем скважина-пласт (2−5 рабочих дней).